Nghiên cứu nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối lộ 377 e9 8 điện lực như xuân thanh hóa

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.35 MB, 60 trang )

Trang 1<div class="page_container" data-page="1">

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM THẾ HẬU

NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI LỘ 377-E9.8

ĐIỆN LỰC NHƯ XUÂN – THANH HÓA

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Thái Nguyên – 2022

</div>Trang 2<div class="page_container" data-page="2">

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM THẾ HẬU

NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI LỘ 377 E9.8

ĐIỆN LỰC NHƯ XUÂN – THANH HÓA

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 852.02.01

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. Nguyễn Hiền Trung

Thái Nguyên - 2022

</div>Trang 3<div class="page_container" data-page="3">

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan, luận văn này là cơng trình nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác nhau. Qua số liệu thu thập thực tế, tổng hợp tại Điện lực Như Xuân - Cơng ty Điện lực Thanh Hóa - nơi tôi làm việc, không sao chép bất kỳ luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Nguyễn Hiền Trung - giảng viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên.

Các số liệu và những kết quả nghiên cứu, các đánh giá, kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn và kinh nghiệm làm việc trong Điện lực Như Xuân; kết quả nghiên cứu này chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi trình, bảo vệ và cơng nhận bởi “Hội Đồng đánh giá luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật”.

Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên./. Tác giả luận văn

Phạm Thế Hậu

</div>Trang 4<div class="page_container" data-page="4">

ThanhHóa, ngày12tháng5năm 2022

Xin trân trọng cám ơn.

của Hội đồngbảo vệluận văn thạc sĩ, để bản luận văn này hoàn thiện hơn.

Tác giả mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện viên tác giả trong q trình thực hiện và hồn thành luận văn này.

- Gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động này hoàn thiện tốt hơn;

nghiệp là những người đã dành thời gian đóng góp, chỉnh sửa cho luận văn thạc sĩ Xuânđã giúp đỡtác giả thực hiện việc nghiên cứu, thu thập các số liệu; các đồng

- Các đồng chí lãnh đạo và tập thể cán bộ công nhân viên của Điện lực Như lợi cho tác giả trongquá trình tiến hành đề tài và bảo vệ luận văn;

- Các CBCNV trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện thuận nhiệt tình trong quá trình thực hiện luận văn này;

- TS. Nguyễn Hiền Trung, người đã giúp đỡ, hướng dẫn hết sức chu đáo, Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến:

và hồn thành luận văn này.

cách làm, phương pháp nghiên cứu, tạo tiền đề cho việc độc lập trong nghiên cứu tốt hơn. Việc hợp tácnhóm trong thời gian học đã giúp tác giả sớm tiếp cận được lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục vụ cho công tác được phát triển của khoa học, kĩ thuật và kinh tế; có khả năng phát hiện, giải quyết độc mơn vững vàng, nâng cao năng lực thực hành, khả năng thích ứng cao trước sự tài luận văn tốt nghiệp cao học; đồng thời góp phần nâng cao kiến thức chuyên thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu và lựa chọn đề trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp, đã giúp tác giả nhận thức sâu sắc về cách

Qua thời gian học tập, nghiên cứu chương trình cao học kỹ thuật điện của LỜI CẢM ƠN

</div>Trang 5<div class="page_container" data-page="5">

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam; EVNNPC : Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc; PCTH : Cơng ty Điện lực Thanh Hóa; TBA : Trạm biến áp;

LBS : Cầu dao cách ly tự động CDPĐ : Cầu dao phân đoạn MCPĐ : Máy cắt phân đoạn Recloser : Máy cắt tự động đóng lại

</div>Trang 6<div class="page_container" data-page="6">

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1. Tài sản lưới điện của Điện lực và khách hàng ... 6

Bảng 1.2. Khối lượng trạm biến áp trung áp huyện Như Xuân ... 7

Bảng 1.3. Số lượng máy cắt, LBS, DCL, SI đang quản lý vận hành ... 7

Bảng 1.4. Tình hình sử dụng điện năng huyện Như Xuân giai đoạn 2016 - 2020 ... 8

Bảng 1.5. Sự cố vĩnh cửu của đường dây trên không trung áp ... 9

Bảng 1.6. Sự cố vĩnh cửu của trạm biến áp ... 9

Bảng 1.7. Dữ liệu mất điện trung bình trong khoảng thời gian 1-5 năm gần đây do sự cố... 10

Bảng 1.8. Dữ liệu mất điện trung bình theo kế hoạch ... 10

Bảng 2.1. Thơng số của hệ thống ... 17

Bảng 2.2. Số liệu về khách hàng và tải trung bình ở các nút phụ tải ... 17

Bảng 2.3. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.1 ... 17

Bảng 2.4. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.2 ... 18

Bảng 2.5. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.3 ... 20

Bảng 2.6. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.4 ... 21

Bảng 2.7. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp không hạn chế công suất chuyển tải ... 22

Bảng 2.8. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp hạn chế công suất chuyển tải ... 23

Bảng 2.9. Tổng hợp các chỉ số độ tin cậy của các hệ thống từ hình 2.1 - 2.5 ... 23

Bảng 2.10. Thống kê thiết bị thay thế của giải pháp đề xuất ... 27

Bảng 3.1. Vị trí các tụ bù trong lưới điện Như Xuân theo hiện trạng ... 44

Bảng 3.2. Vị trí các tụ bù trong lưới điện Như Xuân sau bù cứng và bù ứng động ... 46

Bảng 3.3. Vị trí các tụ bù trong lưới điện Như Xuân sau bù ứng động ... 47

</div>Trang 7<div class="page_container" data-page="7">

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 2.1. Sơ đồ lưới điện hình tia khơng phân đoạn ... 17

Hình 2.2. Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì ... 18

Hình 2.3. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo vệ bằng cầu chì ... 19

Hình 2.4. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt ... 20

Hình 2.5. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở ... 21

Hình 3.1. Cửa sổ cài đặt thơng số DRA Target ... 32

Hình 3.2. Chức năng chạy DRA ... 33

Hình 3.3. Thơng số DRA của tảỉ ... 33

Hình 3.4. Sơ đồ tính tốn DRA trong PSS ... 34

Hình 3.5. Sơ đồ tính DRA khi ngắn mạch xảy ra trên nhánh 9 ... 35

Hình 3.6. Sơ đồ tính DRA khi có sự cố ngắn mạch trên nhánh 3 ... 36

Hình 3.7. Sơ đồ mơ phỏng lưới điện Như Xuân trong PSS ... 37

Hình 3.8. Cài đặt DRA cho MBA ... 38

Hình 3.9. Cài đặt DRA cho đường dây trên khơng ... 38

Hình 3.10. Cửa sổ cài đặt DRA cho LBS ... 39

Hình 3.11. Cài đặt DRA cho máy cắt điện [1] ... 39

Hình 3.12. Cài đặt DRA cho Recloser [1] ... 40

Hình 3.13. Cài đặt thơng số Target cho DRA ... 41

Hình 3.14. Cửa sổ phân tích độ tin cậy hệ thống DRA ... 41

Hình 3.15. Kết quả tính tốn độ tinh cậy hệ thống theo hiện trạng ... 42

Hình 3.16. Kết quả tính tốn độ tinh cậy hệ thống theo giải pháp đề xuất ... 43

Hình 3.17. Cửa sổ cài đặt phân tích CAPO ... 45

Hình 3.18. Vị trí bù tối ưu khi bù cứng và bù ứng động ... 46

Bản vẽ số 1. Sơ đồ nguyên lý lưới điện Điện lực Như Xuân – Thanh Hóa. ... 51

Bản vẽ số 2. Sơ đồ mơ phỏng trong PSS/ADEPT tính tốn độ tin cậy ở chế độ hiện

</div>Trang 8<div class="page_container" data-page="8">

1. Tính cấp thiết của đề tài ... 1

2. Đối tượng nghiên cứu ... 2

3. Phạm vi nghiên cứu ... 2

4. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài ... 2

5. Phương pháp nghiên cứu ... 3

CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN NHƯ XUÂN ... 4

1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của huyện Như Xuân ... 4

1.1.1. Hiện trạng lưới điện phân phối ... 4

1.1.2. Trạm biến áp phân phối ... 6

1.1.3. Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt ... 7

1.1.4. Tình hình sử dụng và vận hành tụ bù ... 7

1.2. Tình hình sử dụng điện năng hiện tại ... 7

1.3. Tình hình vận hành lưới điện phân phối huyện Như Xuân ... 8

1.4. Thống kê sự cố lưới điện các năm 2016-2020 ... 9

1.5. Kết luận chương 1 ... 10

CHƯƠNG 2. NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI .... 12

2.1. Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối ... 12

2.1.1. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù ... 12

2.1.2. Xác định điểm mở tối ưu ... 12

2.1.3. Giải pháp nâng cao độ tin cậy ... 13

2.1.3.1. Khái niệm về độ tin cậy ... 13

2.1.3.2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối ... 13

2.1.3.3. Phân tích độ tin cậy của lưới điện phân phối theo các sơ đồ khác nhau ... 16

</div>Trang 9<div class="page_container" data-page="9">

2.2. Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ... 24

2.2.1. Giải pháp lập kế hoạch giảm thời gian cắt điện công tác ... 24

2.2.2. Giải pháp ứng dụng tự động hóa lưới điện phân phối [5] ... 25

2.2.3. Giải pháp phân đoạn đường dây và nhánh rẽ ... 25

2.2.4. Giải pháp ngăn ngừa các dạng sự cố thường gặp ... 26

2.2.5. Kết luận về lựa chọn giải pháp độ tin cậy ... 27

2.3. Kết luận chương 2 ... 28

CHƯƠNG 3. MƠ HÌNH HĨA LƯỚI ĐIỆN TRONG PSS/ADEPT, ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT ... 29

3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT ... 29

3.1.1. Module Load Flow ... 29

3.2. Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện Như Xuân ... 36

3.2.1. Cài đặt và tính tốn độ tin cậy lưới điện theo hiện trạng ... 36

3.2.2. Cài đặt và tính tốn độ tin cậy lưới điện theo giải pháp đề xuất ... 43

3.3. Đánh giá giải pháp tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù ... 44

</div>Trang 10<div class="page_container" data-page="10">

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

Điện lực Như Xuân là một Doanh nghiệp nhà nước, thành viên trực thuộc Cơng

ty Điện lực Thanh Hóa (PCTH) - Tổng công Điện lực Miền Bắc (EVNNPC) - Tập

đồn Điện lực Việt Nam (EVN). Có chức năng quản lý vận hành và kinh doanh bán điện từ 35 kV trở xuống trên địa bàn huyện Như Xuân tỉnh Thanh Hóa.

Hiện nay Điện lực được giao quản lý 1 lộ đường dây 35 kV (lộ 377-E9.8) với 219 km đường dây 35 kV, 151 TBA phụ tải với tổng công suất đặt là 30.475 kVA và 505 km đường dây hạ thế bán điện cho 18.362 khách hàng sử dụng điện trên địa bàn. Điện lực chỉ quản lý 1 phần tuyến đường dây này (từ trạm cắt tại cột 222 về cuối nguồn, phía đầu nguồn do Điện lực Như Thanh quản lý), ngoài ra không quản lý thêm tuyến đường dây trung áp nào khác.

Trên tuyến đường dây lắp đặt 06 máy cắt phân đoạn (loại Recloser tự đóng lại 1 lần), 03 cầu dao LBS (cầu dao phụ tải thao tác bằng điều khiển) và 28 bộ cầu dao cách ly (loại dao thao tác đóng cắt khơng điện).

Chỉ số độ tin cậy năm 2020 của Điện lực Như Xuân từ sau trạm cắt tại cột 222 lộ 377-E9.8 (khơng tính cả lộ 377-E9.8): Trước miễn trừ: MAIFI = 0 phút; SAIDI= 7912 phút; SAIFI= 93,3 lần; Sau miễn trừ: MAIFI = 0 phút; SAIDI= 168 phút; SAIFI= 1,95 lần [1].

Với đặc thù là khu vực miền núi nên các tuyến đường dây trung áp chủ yếu đi qua vùng đồi núi, vùng trồng cây lâm nghiệp và cây công nghiệp, lưới điện được xây dựng và vận hành trên 20 năm nên đa số các thiết bị đang sử dụng công nghệ cũ, công tác quản lý vận hành chủ yếu là thủ công, do cán bộ và công nhân thực hiện.

Về hệ thống bảo vệ và thao tác lưới điện 35 kV: Đa số đang sử dụng cầu dao phụ tải (LBS) hoặc CDPĐ đóng cắt thủ công, một số nhánh rẽ lớn lắp đặt các bộ Recloser, việc thao tác đóng cắt chưa được điều khiển xa mà thao tác trực tiếp trên thiết bị. Các bộ cầu dao phân đoạn 35 kV khi thao tác đóng cắt cần phải cắt điện (thao tác khơng có điện).

</div>Trang 11<div class="page_container" data-page="11">

Tại các TBA phụ tải, thao tác đóng cắt chủ yếu bằng dao cách ly 35 kV hoặc cầu chì tự rơi FCO, chưa có hệ thống máy cắt để thao tác, bảo vệ nên việc thao tác đóng cắt thực hiện trực tiếp tại hiện trường (chưa có hệ thống điều khiển từ xa và hệ thống giám sát).

Một trong những yêu cầu trong vận hành lưới điện phân phối là phải đảm bảo các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện theo chỉ số giao [7][9]. Các bộ chỉ số này được sử dụng để đánh giá chất lượng cung cấp điện cho khách hàng mua điện và để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện [2]. Bên cạnh đó, quá trình vận hành cho thấy, việc cài đặt thiết bị tự động chưa hợp lý, một số thiết bị tự động hóa có sẵn trên lưới chưa được khai thác hiệu quả, thiết bị cũ cùng với những hạn chế nêu ở phần trên, khiến thời gian mất điện kéo dài, làm giảm các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

Xuất phát từ những lý do trên tôi đã chọn đề tài “Nghiên cứu nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối lộ 377-E9.8 Điện lực Như Xuân - tỉnh Thanh Hóa” là thiết thực góp phần vào nâng cao hiệu quả trong vận hành lưới điện phân phối lộ 377-E9.8 để làm vấn đề nghiên cứu cho mình.

2. Đối tượng nghiên cứu

- Lộ 377-E9.8 Điện lực Như Xuân – tỉnh Thanh Hóa.

- Thiết bị bảo vệ rơle, các Recloser, LBS, thiết bị cảnh báo sự cố,... 3. Phạm vi nghiên cứu

Lưới điện phân phối của Điện lực Như Xuân. 4. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài

- Đánh giá hiện trạng về hạ tầng thiết bị, nguồn điện, lưới điện, chế độ làm việc của lưới điện Điện lực Như Xuân.

- Nghiên cứu giải pháp để nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối Điện lực Như Xuân, cụ thể là lộ 377-E9.8.

- Xây dựng mơ hình hóa lưới điện trong phần mềm (PSS/ADEPT) để tính tốn kiểm chứng hiệu quả của giải pháp đề xuất [4].

</div>Trang 12<div class="page_container" data-page="12">

5. Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu lý thuyết: Phân tích đánh giá và hệ thống hóa các cơng trình nghiên

cứu được công bố thuộc lĩnh vực liên quan: Bài báo, sách tham khảo, tài liệu hướng dẫn…

- Nghiên cứu thực tiễn: Thu thập số liệu từ Điện lực Như Xuân - Công ty Điện lực Thanh Hóa; nghiên cứu thực tế thiết bị tự động hóa đang lắp đặt trên lưới, các số liệu kỹ thuật cần thiết liên quan đến cài đặt và vận hành.

</div>Trang 13<div class="page_container" data-page="13">

CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN NHƯ XUÂN

Equation Section 1

1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của huyện Như Xuân

1.1.1. Hiện trạng lưới điện phân phối

Lưới điện phân phối huyện Như Xuân đang được vận hành với duy nhất 1 cấp điện áp 35 kV thuộc lộ 377-E9.8 Nông Cống.

Lộ 377-E9.8 Nông Cống do 02 Điện lực Như Thanh và Như Xuân quản lý vận hành. Điện lực Như Xuân quản lý vận hành từ sau MCPĐ 377-7/222 về cuối nguồn, bao gồm:

* Đường trục chính từ MCPĐ 222 đến cột 282 với chiều dài là 6,786 km; cấp điện cho 13 TBA đấu nối trực tiếp vào đường trục, bao gồm: Cát Tiến, Nguyễn Xuân Hùng, Viettel Mỹ Ré, Vi Ba, Mỹ Ré, Đại Lâm, Yên Cát 1, Ngân hàng nông nghiệp, Khối cơ quan, Chi cục Thuế, THPT Như Xuân, Yên Cát 3, Yên Cát 6.

* Các nhánh rẽ có chiều dài lớn:

- Nhánh rẽ Thượng Ninh: Đấu nối tại cột số 237 trục chính với chiều dài là 7,492 km; có 07 TBA và 04 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: các TBA Cao Lanh, Yên Lễ 4, Thượng Ninh 3, Thượng Ninh 2, Thượng Ninh 1, Thượng Ninh 8, Thượng Ninh 9; các nhánh rẽ Yên Lễ 8, Thượng Ninh 4, Thượng Ninh 5, Thượng Ninh 6, Thượng Ninh 7, Thượng Ninh 10, Thượng Ninh 11, Thượng Ninh 12.

- Nhánh rẽ Yên Lễ: Đấu nối tại cột số 259 trục chính với chiều dài là 4,0 km; có 7 TBA đang đấu nối trên và 02 nhánh rẽ đấu vào, bao gồm: TBA Yên Cát 4, Yên Cát 8, Kho Bạc, Yên Lễ 6, Ngô Huy Dũng, Yên Lễ 1, Yên Lễ 2 và các nhánh rẽ Yên Lễ 3, Cát Tân.

- Nhánh rẽ Cát Tân: Đấu nối tại cột số 36 nhánh rẽ Yên Lễ với chiều dài là 5,846 km; có 03 TBA và 03 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh: TBA Cát Tân 1 + 2 + 3 và 03 nhánh rẽ Cát Tân 4, Cát Tân 5, Cát Vân.

</div>Trang 14<div class="page_container" data-page="14">

- Nhánh rẽ Cát Vân: Đấu nối tại cột số 39 nhánh rẽ Cát Vân với chiều dài là 4,89 km; có 04 TBA và 01 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh: TBA Cát Vân 1 + 2 + 3 + 5 và 01 nhánh rẽ Thanh Xuân.

- Nhánh rẽ Thanh Xuân: Đấu nối tại cột số 30 nhánh rẽ Cát Vân với chiều dài là 7,77 km; có 03 TBA và 02 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thanh Xuân 1 +2+5; các nhánh rẽ Hoan Liên, Thanh Sơn.

- Nhánh rẽ Thanh Sơn: Đấu nối tại cột số 75 nhánh rẽ Thanh Xuân với chiều dài là 9,45 km; có 04 TBA và 02 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thành Đạt, Thanh Xuân 4, Quỳnh Phương, Thanh Sơn 1 +2 +3; nhánh rẽ Thanh Xuân 3 và Thanh Sơn 4.

- Nhánh rẽ Thanh Quân: Đấu nối tại cột số 78 nhánh rẽ Thanh Sơn với chiều dài là 5,29 km; có 02 TBA và 03 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thanh Quân 1 +2 và các nhánh rẽ Thanh Quân 3, Thanh Quân 4, Thanh Quân 5.

- Nhánh rẽ Hoá Quỳ: Đấu nối tại cột số 282 đường trục với chiều dài là 5,89km; có 07 TBA và 03 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Hạt giao thông đường HCM, Yên Cát 7, Yên Lễ 7, XCP Hoá Quỳ, Hoá Quỳ 1 +2 +7; nhánh rẽ Hoá Quỳ 3, Hố Quỳ 5, Hóa Quỳ 6.

- Nhánh rẽ C4 Thanh Lâm: Đấu nối tại cột số 52 nhánh rẽ Hoá Quỳ với chiều dài là 11,44 km; có 05 TBA và 03 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: viettel Hoá Quỳ, Xuân Quỳ 1 +2 +3 +4; các nhánh rẽ Hoá Quỳ 4, Thanh Hoà, Thanh Lâm.

- Nhánh rẽ Thanh Lâm: Đấu nối tại cột số 102 nhánh rẽ C4 Thanh Lâm với chiều dài là 7,82 km; có 05 TBA và 03 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh bao gồm: Thanh Lâm 1 +2 +3 +4 +5; các nhánh rẽ Trần Hồn, Bình Tùng, Minh Hồn.

- Nhánh rẽ Thanh Hoà: Đấu nối tại cột số 102 nhánh rẽ C4 Thanh Lâm với chiều dài là 4,35 km; có 03 TBA và 01 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thanh Hoà 1 +2+4; nhánh rẽ Thanh Phong.

- Nhánh rẽ Thanh Phong: Đấu nối tại cột số 02 nhánh rẽ Thanh Hồ với chiều dài là 8,0 km; có 07 TBA và 01 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thanh Phong 1 +2 +3 + 4 + 5, Yên Tâm, An Dũng; nhánh rẽ Song Dương.

</div>Trang 15<div class="page_container" data-page="15">

- Nhánh rẽ Xuân Hoà: Đấu nối tại cột số 23 nhánh rẽ Sông Chàng với chiều dài là 8,97 km; có 11 TBA và 01 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Xuân Hoà 1 + 2 +4, Trường Sơn, Thanh Thành Đạt, Làng TN1, Làng TN2, K5 Thanh Lâm, Công ty Lam Sơn 1 + 2, Vietnammobile; nhánh rẽ C3 –C5 Thanh Lâm.

- Nhánh rẽ Thành Nam: Đấu nối tại cột TBA Xuân Hoà 3 với chiều dài là 9,56 km; có 05 TBA và 02 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Thôn 3, Xuân Khánh, Trôi Trờn, Bãi Trành 1, NN Nông nghiệp Bãi Trành; nhánh rẽ Bãi Trành 2, nhánh rẽ Bãi Trành 3.

- Nhánh rẽ Bình Lương: Đấu nối tại cột 2A nhánh rẽ Hoá Quỳ với chiều dài là 6,03 km; có 06 TBA và 01 nhánh rẽ đang đấu nối trên nhánh, bao gồm: Bình Lương 1 +2 + 3 +4 + 7+ 8; Cường Vinh; nhánh rẽ Bình Lương 6.

- Nhánh rẽ Tân Bình: Đấu nối tại cột 59 nhánh rẽ Bình Lương với chiều dài là 6,07 km; có 06 TBA: Tân Bình 1 + 2 + 3 +4 +5 +6.

Lưới điện trung áp 35 kV

Tổng chiều dài đường dây trung áp: 223,34 km.

Bảng 1.1. Tài sản lưới điện của Điện lực và khách hàng

a Tài sản của Điện lực 180,19 b Tài sản của khách hàng 43,15

(Số liệu Điện lực Như Xuân – tháng 07/2021)

Lưới điện của Điện lực Như Xuân cấp điện cho 179 máy biến áp với gần 19000 khách hàng.

Để nâng cao độ tin cậy cung cung cấp điện và cải thiện chất lượng điện áp, hiện tại ngành điện đang đầu tư xây dựng 1 trạm biến áp 110 kV tại xã Xuân Quỳ với 3 lộ xuất tuyến 35 kV dự kiến sẽ đóng điện và cuối năm 2021.

1.1.2. Trạm biến áp phân phối

- Các trạm biến áp phân phối chủ yếu gồm các loại trạm xây, trạm treo, trạm một cột. Ngồi ra cịn có một số trạm kiosk được xây dựng tại các khu vực chật hẹp và yêu

</div>Trang 16<div class="page_container" data-page="16">

cầu cao về mỹ quan đô thị nhưng kiểu trạm biến áp Kiosk này chưa phù hợp với khí hậu nhiệt đới nên trong công tác vận hành vẫn còn nhiều bất cập đặc biệt trong mùa nắng nóng, nhiệt độ trong trạm có lúc lên đến 50-600C.

Bảng 1.2. Khối lượng trạm biến áp trung áp huyện Như Xuân

(Số liệu Điện lực Như Xuân – tháng 07/2021)

- Trên địa bàn huyện hiện tại khơng có TBA trung gian.

1.1.3. Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt

- Hiện tại lưới điện trung áp trên địa bàn huyện Như Xuân là lưới đơn tuyến 35 kV. Các thiết bị đóng cắt trung áp bao gồm:

Bảng 1.3. Số lượng máy cắt, LBS, DCL, SI đang quản lý vận hành

- Tù bù trung áp: 07 bộ, dung lượng 6300 kVAr. - Tụ bù hạ thế: 134 bộ, dung lượng 4560 kVAr. 1.2. Tình hình sử dụng điện năng hiện tại

Theo số liệu thống kê, diễn biến tiêu thụ điện năng qua các năm từ năm 2016 trở lại đây điện năng thương phẩm năm sau đều cao hơn năm trước. Các mức tăng trưởng này tập trung vào chủ yếu ở các thành phần ánh sáng sinh hoạt, công nghiệp và thương mại dịch vụ. Quy luật này phù hợp với cơ chế thị trường và chính sách đổi mới, phát triển của nền kinh tế huyện Như Xuân.

</div>Trang 17<div class="page_container" data-page="17">

Điện năng tiêu thụ huyện Như Xuân từ năm 2016 đến 2020 được thống kê trong

Nông, lâm, thuỷ sản 657,044 739,174 850,050 998,809 1,173,601 2.56% Công nghiệp, xây

(Số liệu Điện lực Như Xuân – tháng 07/2021)

1.3. Tình hình vận hành lưới điện phân phối huyện Như Xuân

Theo số liệu thống kê, diễn biến tiêu thụ điện năng qua các năm từ 2016 trở lại đây điện năng thương phẩm năm sau đều cao hơn năm trước. Mức tăng trưởng này tập trung vào chủ yếu ở các thành phần ánh sáng sinh hoạt, công nghiệp và thương mại dịch vụ. Qui luật này phù hợp với cơ chế thị trường và chính sách đổi mới phát triển nền kinh tế của huyện.

Diễn biến tiêu thụ điện năng của huyện Như Xuân qua các năm cho thấy từ năm 2016 đến năm 2020 tốc độ tăng trưởng bình quân điện thương phẩm đạt 15%/năm. Từ năm 2016 đến năm 2017 tốc độ tăng trưởng bình quân điện thương phẩm đạt 12,5%/năm, năm 2018 đạt 15%/năm, từ năm 2019 đến năm 2020 đạt 17,5%/năm.

Trong cơ cấu tiêu thụ điện năng của năm 2016-2020 cho thấy: tỷ trọng ngành công nghiệp - xây dựng chiếm 31,75%, thương mại dịch vụ 2,09%, quản lý và tiêu dùng dân cư 56,68%, các hoạt động khác 6,93%. Bình quân điện thương phẩm cho một người dân huyện Như Xuân năm 2020 đạt 968 kWh/người/năm.

Sản lượng điện thành phần quản lý và tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng rất cao, sau đó là thành phần thương mại dịch vụ và công nghiệp - xây dựng.

</div>Trang 18<div class="page_container" data-page="18">

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của huyện Như Xn nói chung cho thấy phụ tải cực đại rơi vào từ 18-20h đêm, ứng với thời điểm ánh sáng sinh hoạt gia đình.

1.4. Thống kê sự cố lưới điện các năm 2016-2020

Số liệu thống kê sự cố lưới điện huyện Như Xuân các năm gần đây được trình bày trong các bảng 1.5; bảng 1.6.

Các số liệu về sự cố được tham khảo từ các báo cáo tổng kết của Điện lực Như Xuân qua các năm: 2016; 2017; 2018; 2019; 2020.

Qua các số liệu báo cáo, tình trạng sự cố cịn xảy ra q nhiều trong tồn hệ thống và cịn có xu hướng gia tăng qua các năm nhất là về sự cố lưới. Phân tích các nguyên nhân chủ yếu gây sự cố năm 2020 cho thấy:

Với đường dây trên không phần lớn là do vỡ sứ, chiếm khoảng 55-60%. Trường hợp sự cố dẫn đến đứt dây, đứt lèo chiếm đến xấp xỉ 40% tổng số sự cố.

Bảng 1.5. Sự cố vĩnh cửu của đường dây trên không trung áp

Giá trị trung bình theo các năm 2016-2020 2,44 10,12

Bảng 1.6. Sự cố vĩnh cửu của trạm biến áp

</div>Trang 19<div class="page_container" data-page="19">

Bảng 1.7. Dữ liệu mất điện trung bình trong khoảng thời gian 1-5 năm gần đây do sự cốThiết bị Đường dây MC REC MBA Sứ CSV FCO

Lưới điện của Điện lực Như Xuân quản lý đang được cấp điện từ một nguồn duy nhất từ lộ 377 trạm E9.8 (trạm 110 kV Nông Cống), Điện lực Như Xuân quản lý vận hành từ sau MCPĐ 377-7/222 về cuối nguồn. Kết cấu lưới điện đơn tuyến một nguồn cấp gây nhiều khó khăn cho việc quản lý vận hành đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện (phụ thuộc vào phía đầu nguồn – do Điện lực khác quản lý) [3].

Thiết bị đóng cắt phần lớn là cầu dao cách ly, đây là những thiết bị thao tác đóng cắt bằng tay, khả năng xử lý cấp điện khi sự cố hoàn toàn phụ thuộc vào người vận

</div>Trang 20<div class="page_container" data-page="20">

hành dẫn đến thời gian sự cố kéo dài chưa đáp ứng được các chỉ số về độ tin cậy của Công ty giao. Ngồi ra cịn gây ra các thiệt hại khác về chính trị xã hội, thiệt hại về kinh tế. Đây là một hạn chế của lưới điện huyện Như Xuân cần khắc phục.

Đáp ứng sự tăng trưởng và phát triển phụ tải điện đòi hỏi chất lượng phục vụ, cấp điện ổn định với độ tin cậy cao, đảm bảo mục đích chính trị, sản xuất, văn hóa, xã hội của huyện. Cách đáp ứng hiệu quả nhất là áp dụng các tiến bộ khoa học để cải tiến cấu trúc và vận hành lưới điện.

Do đó chương 2 của luận văn sẽ tập trung nghiên cứu một số giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tại Điện lực Như Xuân.

</div>Trang 21<div class="page_container" data-page="21">

CHƯƠNG 2. NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Equation Section 2

2.1. Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối

Theo thông tư 39/BCT các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối bao gồm các yêu cầu về kỹ thuật như là tần số, điện áp, cân bằng pha, sóng hài,... và độ tin cậy cung cấp điện cùng tổn thất điện năng [2]. Phần sau đây phân tích các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành để lựa chọn áp dụng cho Điện lực Như Xuân.

2.1.1. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù

Hiện nay trên lưới phân phối Điên lực Như Xuân có 7 cụm tụ bù trung áp với tổng dung lượng 6300 kVAr, cụ thể là nhánh Thanh Xuân ở vị trí cột 67 với dung lượng 3x300 kVAr (bù ứng động); nhánh Hịa Quỳ vị trí cột 45 với dung lượng lắp đặt 3x300 kVAr (bù ứng động); vị trí cột 62, 65 nhánh rẽ Xuân Hòa với dung lượng ở mỗi cột là 3x300 kVAr (bù cứng), vị trí cột 63, 64, 113 nhánh rẽ Thành Nam với dung lượng ở mỗi cột là 3x300 kVAr (bù cứng). Việc lắp đặt tụ lên lưới điện hiện nay vẫn mang tính kinh nghiệm, chủ quan, vì vậy để giảm tổn thất trong lưới trung áp ta phải tìm ra phương thức vận hành tốt nhất mà cụ thể ở đây là thay đổi vị trí lắp đặt tụ bù sao cho phát huy hiệu quả kinh tế nhất về mặt giảm tổn thất (tối ưu hóa vị trí tụ bù).

Do thời gian vận hành của các xuất tuyến với phụ tải max trong khoảng thời gian từ 8h đến 18h hàng ngày từ tháng 2 đến tháng 8, trong khi thời gian vận hành ở chế độ phụ tải min và trung bình ít hơn [1][9]. Vì vậy để có được hiệu quả bù tốt nhất ta tính tốn với số liệu phụ tải max của q. Sau đó kiểm tra lại với chế độ tải min để tránh q bù.

Tính tốn tối ưu hóa vị trí tụ bù bằng modul CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT. Kết quả tính tốn được trình bày chi tiết trong chương 3.

2.1.2. Xác định điểm mở tối ưu

Với phương thức kết lưới hiện tại như trình bày ở trên, Điện lực Như Xuân chỉ lấy điện từ lộ 377 trạm E9.8 (trạm 110 kV Nơng Cống).

Vì vậy, để nâng cao độ tin cậy cung cung cấp điện và cải thiện chất lượng điện áp, hiện tại ngành Điện đang đầu tư xây dựng một TBA 110 kV tại xã Xuân Quỳ với 3

</div>Trang 22<div class="page_container" data-page="22">

lộ xuất tuyến 35 kV dự kiến sẽ đóng điện vào cuối năm 2021. Trên cơ sở đó lộ 377 do Điện lực Như Xuân quản lý sẽ được kết nối mạch vòng với các lộ này.

Tuy nhiên, tại thời điểm nghiên cứu, giải pháp xác định điểm mở tối ưu chưa tính đến.

2.1.3. Giải pháp nâng cao độ tin cậy

2.1.3.1. Khái niệm về độ tin cậy

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm vụ yêu cầu

trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định [7][8].

Như vậy độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể, trong một thời gian nhất định và trong một hồn cảnh nhất định.

Mức đo độ tin cậy ln gắn với việc hoàn thành nhiệm vụ trong khoảng thời gian xác định và xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống hay phần tử.

Đối với hệ thống hay phần tử không phục hồi, xác suất là đại lượng thống kê, do đó độ tin cậy là khái niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ của hệ thống hay phần tử.

Đối với hệ thống hay phần tử phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của nó, khái niệm khoảng thời gian khơng có ý nghĩa bắt buộc, vì hệ thống làm việc liên tục. Do đó độ tin cậy được đo bởi đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng.

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.

Độ sẵn sàng cũng chính là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động.

Ngược lại với độ sẵn sàng là độ khơng sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.

2.1.3.2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối

Các chỉ số độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình λ (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải.

Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dài hạn. Mặc

</div>Trang 23<div class="page_container" data-page="23">

dù 3 chỉ số trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách toàn diện để thể hiện độ tin cậy của hệ thống. Chẳng hạn các chỉ số trên được đánh giá không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung bình tại điểm đánh giá là 10 kW hay 10 MW. Để đánh giá được một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, người ta đánh giá thông qua các chỉ số sau [2][7]:

Tần suất mất điện trung bình của hệ thống - SAIFI

Tổng số lần mất điện của khách hàng åli Ki

SAIFI = =

Tổng số khách hàng được phục vụ å Ki

Ở đây li là cường độ mất điện và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.

Tần suất mất điện trung bình của khách hàng - CAIFI

Tổng số lần mất điện của khách hàng CAIFI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện đối với khách hàng bị ảnh hưởng.

Thời gian mất điện trung bình của hệ thống - SAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng åTi Ki

SAIDI = = Tổng số khách hàng å Ki

Ở đây Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.

Thời gian mất điện trung bình của khách hàng - CAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng åTi Ki

Tổng số lần mất điện của khách hàng åli Ki

Ở đây li là cường độ mất điện, Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện.

</div>Trang 24<div class="page_container" data-page="24">

Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI)

Số giờ khách hàng được cung cấp điện

Năng lượng không được cung cấp - ENS

ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = åPi Ti

Ở đây Pi là tải trung bình được nối vào nút tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất đối với hệ thống trong một năm.

Điện năng trung bình khơng được cung cấp - AENS

Tổng điện năng không cung cấp được åPi Ti

AENS = = Tổng số khách hàng được phục vụ åKi

Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng trong một năm.

Chỉ số mất điện khách hàng trung bình - ACCI

Tổng số điện năng không cung cấp được ACCI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ số này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng bị ảnh hưởng trong một năm.

Chỉ số về số lần mất điện thống qua trung bình của lưới điện phân phối –

MAIFI

Theo [2] bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm SAIDI, SAIFI và MAIFI. Trong đó, ngồi 2 chỉ số SAIDI, SAIFI được trình bày ở trên, thì MAIFI được tính bằng tổng số lượt khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời

</div>Trang 25<div class="page_container" data-page="25">

gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện, xác định theo

n - Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

Ki - Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

Kt - Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t.

2.1.3.3. Phân tích độ tin cậy của lưới điện phân phối theo các sơ đồ khác nhau

Trong mục này ta khảo sát việc áp dụng các thiết bị đóng cắt trên lưới điện mơ phỏng bằng các thiết bị: Máy cắt, cầu dao, cầu chì từ đó có các đánh giá về chỉ số tin cậy.

Trong tính tốn độ tin cậy, lưới điện hình tia gồm các phần tử mắc nối tiếp, nên các chỉ số trung bình cơ bản về độ tin cậy của hệ thống được tính như sau:

ls = åli (2.2) Ts = åli ti (2.3) ts = Ts / ls = ( åli ti )/( åli ) (2.4) trong đó:

li, lslà cường độ mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới) và của hệ thống trong một năm (lần/năm).

ti, ts là thời gian mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới) và của hệ thống cho một lần mất điện (giờ/lần).

</div>Trang 26<div class="page_container" data-page="26">

Ts là thời gian mất điện trung bình năm của hệ thống.

(i). Vận hành theo sơ đồ lưới điện hình tia có rẽ nhánh

Xét sơ đồ lưới điện như hình 2.1 các sự cố xảy ra trên mỗi đoạn 1, 2, 3, 4 hoặc trên các nhánh rẽ a, b, c, d đều làm máy cắt đầu nguồn tác động và toàn hệ thống sẽ bị mất điện. Sau khi sự cố được khắc phục máy cắt sẽ được đóng lại để phục hồi việc cấp điện. Trên cơ sở các số liệu về suất sự cố trung bình và thời gian mất điện trung bình ta tính được các chỉ số về độ tin cậy cho các nút tải A, B, C, D và sẽ được kết quả các trị số l, t, T ở các nút tải là như nhau.

Hình 2.1. Sơ đồ lưới điện hình tia khơng phân đoạn

Trong thực tế sự mất điện trên đường dây có tỷ lệ tương ứng với chiều dài của nó. Giả sử cho suất sự cố bình quân trên các đoạn tuyến trục chính là l= 0,1 lần/km.năm và các nhánh rẽ là 0,2 lần/km.năm, thời gian sự cố, chiều dài đường dây, số lượng khách hàng và tải bình quân cho ở bảng 2.1 và bảng 2.2. Từ đó ta sẽ thu được kết quả tính tốn các chỉ số độ tin cậy của các nút phụ tải cho ở bảng 2.3.

</div>Trang 27<div class="page_container" data-page="27">

(ii). Lưới điện hình tia rẽ nhánh có bảo vệ bằng cầu chì

Hình 2.2. Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì

Nút tải có độ tin cậy thấp nhất là điểm B, bởi vì nhánh rẽ này chịu ảnh hưởng của sự cố lớn hơn cả, do chiều dài nhánh rẽ lớn nhất nên cường độ sự cố cao hơn, thời gian mất điện sẽ nhiều hơn. Kết quả tính tốn các chỉ số độ tin cậy của các nút tải cho ở Bảng 2.4

Bảng 2.4. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.2

</div>Trang 28<div class="page_container" data-page="28">

Biện pháp tăng cường độ tin cậy khác là lắp đặt dao cách ly tại các điểm hợp lý trên trục chính. Khi có sự cố trên các đoạn trục chính máy cắt đầu nguồn sẽ được cắt ra. Sau đó đoạn bị sự cố sẽ được xác định và dao cánh ly sẽ cách ly đoạn sự cố ra để sửa chữa, máy cắt được đóng lại để cấp điện cho các phụ tải trước đoạn bị sự cố. Trong trường hợp này những chỉ số độ tin cậy của các nút tải A, B, C được cải thiện. Mức độ cải thiện sẽ lớn hơn đối với những điểm gần nguồn và ít hơn nếu xa nguồn, chỉ số tại nút D khơng thay đổi vì khơng thể cách ly được nữa nếu sự cố xảy ra trên đoạn này.

Hình 2.3. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo vệ bằng cầu chì

Với những điểm đặt dao cách ly như trên hình 2.3, giả sử tổng số thời gian thao tác dao cách ly và máy cắt để cách ly đoạn sự cố là 0,5 giờ thì các chỉ số độ tin cậy của các nút tải cho ở bảng 2.5

</div>Trang 29<div class="page_container" data-page="29">

Bảng 2.5. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.3

(iv). Lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt

Hình 2.4. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt

Trong thực tế để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối người ta cũng sử dụng máy cắt để phân đoạn. Trong trường hợp này khi có sự cố trên các đoạn, máy cắt phân đoạn sẽ tác động cắt đoạn bị sự cố ra và các đoạn trước máy cắt phân đoạn vẫn được liên tục cấp điện. Các chỉ số độ tin cậy cho các nút tải sẽ được cải thiện hơn trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, do máy cắt có thể tự động cắt đoạn sự cố ra khỏi lưới, nên số lần mất điện và thời gian mất điện sẽ thấp hơn. Tuy nhiên, do máy cắt có giá thành rất cao so với dao cách ly (gấp khoảng 15 lần), nên trong thực tế việc dùng máy cắt hay dao cách ly, với số lượng bao nhiêu, đặt tại những vị trí nào là bài tốn tối ưu về kinh tế, kỹ thuật được xem xét kỹ khi đầu tư.

</div>Trang 30<div class="page_container" data-page="30">

Bảng 2.6. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.4

Với sơ đồ hình 2.4 kết quả tính toán các chỉ số về độ tin cậy của các nút phụ tải cho ở bảng 2.6 và các chỉ số độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

(v). Vận hành theo sơ đồ lưới điện kín vận hành hở

Nhiều hệ thống lưới phân phối kín có các điểm mở để hệ thống hoạt động hiệu quả như là một mạng hình tia, nhưng khi có một sự cố trong hệ thống các điểm mở có thể được đóng, mở hợp lý để phục hồi việc cung cấp điện cho các tải khơng được liên kết với nguồn. Qui trình hoạt động này có ảnh hưởng rõ rệt đối với các chỉ số độ tin cậy của nút tải, bởi vì các nút tải bị tách khỏi nguồn cho đến khi hồn thành việc sửa chữa có thể chuyển sang một nguồn khác của hệ thống.

Hình 2.5. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở

</div>